Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im März insgesamt 42,8 TWh (2019: 47,1 TWh). Die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern sank im Vergleich zum vorherigen März um 13,8 Prozent und die Erzeugung aus erneuerbaren Energien um 4,6 Prozent.

Am Freitag, den 13. März erreichte die gesamte Stromerzeugung zwischen 12.00 und 13.00 Uhr, bei einem hohen Stromverbrauch von 72 GWh, ihr Maximum von knapp 84 GWh und lag damit 1,6 Prozent über dem Wert des Vorjahresmonats. Zur geringsten Stromerzeugung des Monats in Höhe von 33,5 GWh kam es am Samstag, den 14. März zwischen 04.00 und 05.00 Uhr. Zu diesem Zeitpunkt gab es einen niedrigen Stromverbrauch von 45,9 GWh.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung und den Stromverbrauch im Monat März.

Stromverbrauch sinkt nach Corona-Maßnahmen

Die Stromerzeugung, der Stromverbrauch und der Stromhandel waren wie nahezu alle Bereiche des öffentlichen Lebens und der Wirtschaft durch die von der Bundesregierung und den Landesregierungen ab Mitte März beschlossenen Einschränkungen zur Eindämmung der Ausbreitung von COVID-19 betroffen.
Dies spiegelt sich auch in einem zurückgehenden Stromverbrauch wider. Im Vergleich zum vorherigen März ging der Stromverbrauch nur um zwei Prozent zurück. Der geringe Rückgang lässt sich unter anderem dadurch erklären, dass der Verbrauch in der ersten Märzwoche um 1,3 Prozent anstieg. Außerdem betreiben energieintensive Produktionsunternehmen teilweise eigene Erzeugungsanlagen auf ihrem Gelände. Da diese nicht in das öffentliche Netz einspeisen, werden sie nicht in den SMARD Daten zum realisierten Stromverbrauch erfasst.

In Kalenderwoche 12, ab der deutschlandweit alle Schulen und Kitas geschlossen blieben und viele Firmen ihre Mitarbeiter von zu Hause arbeiten ließen, sank der Stromverbrauch im Vergleich zur Kalenderwoche 11 um 4,8 Prozent (-475 GWh). In der darauffolgenden Woche sank er um weitere 4 Prozent (-377,5 GWh) nachdem weitere Beschränkungen des Wirtschafts- und Soziallebens zur Bekämpfung der Ausbreitung von COVID-19 beschlossen wurden.

Die Grafik zeigt den Stromverbrauch und den Großhandelspreis im März.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am Freitag, den 13. März kam es zwischen 12.00 und 13.00 Uhr, neben der höchsten Gesamterzeugung, auch zur höchsten Erzeugung erneuerbarer Energien von 64,5 GWh. Onshore Windanlagen machten einen Anteil von 36,1 GWh (56 Prozent), Offshore Windanlagen 4,9 GWh (7,6 Prozent) und Photovoltaik einen Anteil von 16,9 GWh (26,2 Prozent) aus. Die restlichen 6,6 GWh trugen Biomasse, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare bei. Zu diesem Zeitpunkt gab es einen hohen Stromverbrauch von 72 GWh.
Am Samstag, den 14. März zwischen 05.00 und 06.00 Uhr kam es zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 8,7 GWh, bei einem niedrigen Stromverbrauch von 46,1 GWh. Biomasse machte mit 4,5 GWh den Hauptteil (52 Prozent) aus, Wasserkraft und Onshore Windanlagen je einen Anteil von ca. 1,9 GWh (21 bzw. 22 Prozent). Die restlichen fünf Prozent trugen zu fast gleichen Teilen Offshore Windanlagen und sonstige Erneuerbare bei (in Summe: 0,45 GWh). Etwa 1,5 Stunden vor Sonnenaufgang konnte die Photovoltaik keinen Beitrag leisten.

Hohe Solar- und weniger Windeinspeisung

Im März kam es im Vergleich zum Vorjahresmonat aufgrund vieler Sonnenstunden und wenig Regen zu einer erhöhten Solareinspeisung von 4,1 TWh, was einem Plus von 34,5 Prozent entspricht. Der Tag mit dem höchsten Anteil der Photovoltaik-Einspeisung am Stromverbrauch war mit 18,3 Prozent am Sonntag, den 22. März so hoch wie an keinem anderen Märztag der letzten fünf Jahre.
Der Tag mit der höchsten absoluten Photovoltaik-Einspeisung war am Montag, den 23. März. Mit 227,7 GWh war sie ebenfalls so hoch wie an keinem anderen Märztag der letzten fünf Jahre. Neben den sonnigen Wetterbedingungen trug hierzu vor allem der kontinuierliche Ausbau der Photovoltaik bei: Seit 2015 ist die installierte Erzeugungsleistung von Photovoltaik um etwa 24,7 Prozent gestiegen.

Die Grafik zeigt den Verlauf der Solareinspeisung im März.

Die Erzeugung aus Windkraftanlagen betrug insgesamt 14,2 TWh, davon waren 11,6 TWh aus Onshore- und 2,6 TWh aus Offshore-Anlagen. Damit ging – trotz Ausbau der Windenergieanlagen - die Windeinspeisung um 12,6 Prozent im Vergleich zum März 2019 zurück. Nach einem sehr starken Windmonat Februar hat der Wind im März – auch im Vergleich zum Vorjahr – deutlich nachgelassen.

Der Großhandelsstrompreis im März

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im März zwischen -55,05 und 64,70 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 22,49 Euro/MWh. Damit lagen die Strompreise um 8,14 Euro niedriger als im Vorjahr (März 2019: 30,63 Euro/MWh). Gründe sind unter anderem die höhere Einspeisung erneuerbarer Energien, sowie der Rückgang des Stromverbrauchs um 1,2 TWh.

Der geringste Börsenpreis trat am Sonntag, den 22. März, zwischen 13.00 und 14.00 Uhr mit -55,05 Euro auf und war damit der niedrigste in diesem Jahr. Zu diesem Zeitpunkt konnte der gesamte Stromverbrauch von 51,3 GWh durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer von 52,9 GWh komplett gedeckt werden. Gleichzeitig fand eine geringe Einspeisung konventioneller Energieträger in Höhe von 12,1 GWh statt.

Die Zahl der Stunden negativer Strompreise sank im Vergleich zum Vorjahresmonat von 46 auf 41 der insgesamt 743 gehandelten Stunden. Am Sonntag, den 1. März kam es in 15 aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Preisen. Neben weiteren vereinzelten Stunden negativer Preise in diesem Monat, kam es am 15., am 22. und am 29. März in jeweils 7 aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Preisen.
Insgesamt griff damit an 4 Tagen die 6-Stunden-Regel, wonach die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung in diesen Zeiträumen ausgesetzt wird. Wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist, erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr. Im März 2019 griff sie drei Mal.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Mittwoch, den 4. März in der Zeit von 18.00 bis 19.00 Uhr mit 64,70 Euro/MWh. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch von 67,4 GWh auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien. Der Strommarkt reagiert auf diese Situation, indem Speicher entladen werden (z.B. Pumpspeicherwerke), flexible Lasten ihren Stromverbrauch drosseln und verstärkt konventionelle Kraftwerke mit höheren Grenzkosten eingesetzt werden, vor allem Gaskraftwerke.

Datengrundlage: smard.de

Der kommerzielle Außenhandel

Der gesamte kommerzielle Nettoexport Deutschlands betrug im März 2,2 TWh, was 5,1 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Im Vergleich zum Vorjahr fiel der Nettoexport um 59,3 Prozent. Hauptabnehmer (von Strom aus Deutschland) war Österreich, in das, nach Abzug der Importe, mit 1.985 GWh am meisten netto exportiert wurde (+0,7 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Tschechien mit 564 GWh (+217 Prozent) vor Luxemburg in das netto 313 GWh (-12 Prozent) exportiert wurden.

Ein Grund für den starken Anstieg des Exportes nach Tschechien war die Zahl der Stunden, in denen der Strom aus Deutschland günstiger war. Das war in 507 der 743 gehandelten Stunden der Fall. Im Vorjahresmonat war Strom aus Deutschland nur in 407 der 743 gehandelten Stunden günstiger als aus Tschechien.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Dänemark, Schweden und Frankreich aus denen netto 667 GWh bzw. 281 GWh und 32 GWh bezogen wurden. Im Vergleich zum Vorjahr bedeutet dies eine Steigerung um 41 beziehungsweise 727 und 97 Prozent.
Ein Grund für den starken Anstieg des Imports aus Schweden um 727 Prozent waren die größtenteils günstigeren Strompreise. So lagen die Preise in Schweden in 517 der 743 Stunden unter denjenigen in Deutschland. Im März 2019 war das nur in 189 Stunden der Fall.

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland im Überblick dar. (Brutto-) Exporte werden oberhalb, (Brutto-) Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.

Die Veränderungen der Im- und Exporte sind das Ergebnis von häufig auftretenden Preisschwankungen, die das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage in den jeweiligen Ländern und über die Grenzen hinweg widerspiegeln. Sie sind Teil des normalen Marktgeschehens im europaweiten Stromgroßhandel.

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